杭锦旗中部盒一段储层"四性"关系及有效储层下限

利用钻井岩心、录井、测井、试气及分析测试等资料研究鄂尔多斯盆地杭锦旗中部地区下二叠统下石盒子组第一段储层"四性"关系并确定有效下限.结果表明:盒一段储层岩性以粗-中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,属于低孔、低渗储层;储集空间以孔隙型为主,部分地区发育裂缝-孔隙型;储层的岩性影响物性,物性控制含气性,电性对岩性、物性和含气性的差异及变化有明显不同的反应.建立了孔隙度测井解释模型,确定了盒一段有效储层下限标准分别为:有效厚度>7 m、孔隙度>5％、渗透率>0.2×10-3μm2、声波时差>228μs/m、深侧向电阻率>12Ω·m、泥质含量(质量分数)<15％、含气饱和度>50％.     

鄂尔多斯盆地上古生界储层物性影响因素

鄂尔多斯盆地上古生界储层为砂岩储层，属低孔、低渗致密储层，孔隙度、渗透率关系较差。根据岩石薄片鉴定资料分析，影响物性参数的因素有：岩石类型、粒度大小、孔隙类型、泥质含量。研究结果表明相同粒度的石英砂岩的物性好于岩屑砂岩，岩石类型由砾岩——粗粒——中粒——细粒砂岩变化时，物性参数相应变小。岩石的孔隙类型为粒间孔、晶间孔时，物性参数较高，其次为溶蚀孔，以微孔为主的岩石物性最差。岩石中泥质含量低于15％时，岩石物性参数较好，泥质含量大于15％时岩石物性较差。     

注水开发对胜坨油田坨30断块沙二段储层性质的影响

通过岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析,对坨30断块的储层微观特征和注水开发不同时期储层的岩性、物性和含油性参数的变化进行了全面分析。主要储层的岩性属于长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度低—中等;填隙物为黏土和钙质胶结物,微孔隙发育;储层孔隙结构可以划分为特高孔特高渗特粗喉型、高孔高渗粗喉型、高孔中高渗中喉型、中高孔中低渗细喉型4种类型;注水开发一定程度上改善了孔隙结构,使储层的最大孔喉半径增大,孔喉分布集中,孔隙度、渗透率增大,泥质含量减小,粒度中值增大, 其中泥质含量(体积分数)与孔隙度反向线性相关,渗透率与粒度中值呈现正相关。     

西峰油田长8和长6储层物性影响因素分析

目的 研究沉积、成岩作用以及成岩相对西峰--合水地区上三叠统延长组长8和长6储层物性的影响.方法 利用岩心观察描述、铸体薄片观察、图像粒度、扫描电镜、阴极发光以及毛管压力分析对储层进行综合研究.结果 压实和胶结作用是造成长8及长6储层孔隙度丧失的主要因素,重结晶作用和溶解作用是改善其物性的重要途径;可划分出5种成岩相带,成岩相的分布明显受沉积微相控制.结论 长8与长6砂岩在岩石学特征、物性及孔隙结构等特征方面存在明显的差异.砂岩粒度较细、泥质含量较高是造成长6砂岩较长8砂岩孔隙度、渗透率偏低的主要原因.     

储层临界物性对岩性圈闭油气成藏的意义——以准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系储层为例

准噶尔盆地东部白家海凸起侏罗系岩性油气藏发育,同一个区带上不同岩性圈闭的成藏机理存在差异性.针对岩性圈闭多元控油、主元成藏的特征,从岩性圈闭成藏主控因素中的储层临界物性出发,采用孔渗交会法和含油产状法,结合试验分析,对白家海凸起彩43井区侏罗系西山窑组的地层条件含油临界孔隙度进行研究.同时尝试从地层条件下的含油临界孔隙度、含油临界渗透率及含油孔喉特征等方面,对西山窑组现今及白垩纪末期的储集层含油性进行分析,发现常规实验室条件下侏罗系储集层的含油临界渗透率为0.1×10-3μm2,临界孔隙度值约为11.5%.垂向上储集层的含油临界孔、渗物性随埋深变化.采用有效含油孔隙度、有效含油渗透率和优势流动系数3个储集层临界物性参数进行分析,发现储层临界物性对白家海凸起侏罗系油气藏形成具有明显的控制作用.     

利用泥质含量与孔隙度计算砂岩渗透率

砂岩储层的渗透率受多个因素的影响,单相关模型往往有其局限性,为保证渗透率模型具有优良的解释能力和预测效果,本文提出一种综合利用岩心粒度分析与物性分析资料,根据泥质含量与孔隙度计算渗透率的方法,并且通过实际井资料的试处理验证,说明其计算方法是可靠的。     

柴西南区古近系岩性圈闭形成期次分析

从岩性圈闭的形成机理出发,应用综合泥岩排替压力、砂岩孔隙度和盆地演化史的定量方法分析了柴西南地区古近系的岩性圈闭的形成期次.首先通过岩心分析法、测井孔隙度-含油饱和度交汇图版法及采油强度分析法等方法确定的含油储层的临界孔隙度来分析储层的有效性,其次根据泥岩盖层封盖能力综合评价参数等级确定的盖层临界排替压力分析盖层的有效性,再次结合盆地埋藏演化史定量分析了岩性圈闭形成期次.结果表明,柴西南区岩性圈闭的形成具有早期性和多期性的特点.     

苏里格气田致密砂岩储层孔渗分布及地质意义

通过分析鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段储层孔渗数据,开展孔隙度、渗透率分布的研究。致密砂岩储层孔渗分布宏观上不具有正态分布或对数正态分布特征,但按岩性分别统计,石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的孔隙度和渗透率均具有正态分布或对数正态分布特征。结合6种正态分布参数对不同岩性储层的表征结果表明:石英砂岩储层物性较好,岩屑石英砂岩储层物性次之,岩屑砂岩储层物性较差。岩屑砂岩表现出强非均质性,石英砂岩次之,岩屑石英砂岩非均质性相对较弱。在天然气开发中,石英砂岩储层应为首选目标。建立储层孔渗关系时,按岩性分别对孔渗数据的分布进行正态性检验,当孔渗数据的分布符合正态分布时,建立的孔渗关系才是有效的。     

吐哈盆地巴喀致密砂岩气田八道湾组有效储层特征及分布规律

应用压汞测试、核磁共振、物性分析及生产动态等多种资料,对吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行了分析。综合孔隙度-渗透率交会图法、试气资料分析法、孔隙结构分类法和核磁共振法对八道湾组储层物性下限进行评价,确定其孔隙度下限值为4.5%,渗透率下限为(0.03~0.04)×10-3μm2。对巴喀气田沉积相类型进行了研究,明确了辫状河三角洲平原及前缘为有效储层分布的有利相带。巴喀气田有效储层分布规律主要受构造位置的高低、砂岩粒度的粗细、裂缝的发育程度三个因素共同控制:构造位置的高低对研究区的有效储层有重要的控制作用,目前钻井解释的有效储层主要分布在构造高部位;研究区的有效储层主要分布于粒度较粗的砂岩段中,随着砂岩粒度的增加,孔隙度和渗透率明显变好,物性的变好为有效储层的形成奠定了基础;研究区裂缝较为发育,随着裂缝密度的增加,储层的有效程度也随之增加。     

南海西北部晚中新世红河海底扇储集层特征

通过粒度分析、岩石铸体薄片、物性分析和扫描电镜等手段,分析远源红河海底扇储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙结构及物性演化,研究海底扇储层的储集性能及成因机制。研究结果表明:红河海底扇主要储层可以分为碎屑流成因的中扇水道砂体、浊流成因的下扇水道砂体和末端朵叶砂体3类。储层具有较好的孔隙度,但渗透率较低,以中孔特低渗为典型特征,孔隙类型以粒间溶蚀扩大孔为主,喉道一般为分选中等的细喉型、砂岩内部发育致密的薄层钙质砂岩。优质储层发育在海底扇前端的下扇末端朵叶体,岩性为厚层的岩屑质石英细砂岩和中砂岩。储层孔隙度较高得益于远源重力流砂岩具有良好的颗粒骨架且泥质含量较低,早期碳酸盐胶结物得以大量发育并在晚期发生强烈溶蚀;渗透率较低的主要原因是后期绿泥石胶结物的广泛发育从而堵塞了喉道。     

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1 段致密砂岩储层具有典型的低孔–低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用。采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系。结果表明：盒8 砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45%。山1 段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45%。岩性、沉积微相起主控作用;机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素;溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏;砂体厚度对有效性的控制作用较小。     

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料,对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析,总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明,岩石类型、粒度、分选、泥质含量,以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素;各种岩性的含油产状普遍较高,砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好;储层具有物性变好,含油显示级别升高的特点;储层物性,含油饱和度,以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究,并根据试油资料与储层物性、电性参数交会,制定了油、水、干层的定量解释标准,为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。     

温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

为探讨温度、压力的变化对储层岩石物性的影响,利用高温高压岩石物性参数测试系统对莺-琼盆地中深层砂岩储层岩样进行了气体介质的变温及高温变围压孔隙度和渗透率测试。实验结果表明,莺-琼盆地储层岩石在高温下的热膨胀会造成岩石的孔隙度和渗透率出现轻微下降,热膨胀效应对孔隙度影响很小(变化率3%),对渗透率的影响相对明显(平均变化率8%),且喉道越小,影响越大。在高温条件下(170℃),压力因素引起孔隙度和渗透率的下降幅度要大于单一温度的影响,岩石孔隙度的变化主要受初始孔隙空间大小及泥质含量的控制,而高温条件对岩石的渗透率降低有抑制作用。实验岩石表现出的温度及压力敏感特性主要受岩石刚性颗粒含量及胶结强度的控制。     

子洲-清涧地区山西组山2_3段储层物性影响因素分析

利用铸体薄片、扫描电镜、压汞分析及岩心观察和测井等各种基础资料,对鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区山2_3储层物性特征及影响因素进行分析。研究结果:子洲-清涧地区山西组山2_3渗透率和孔隙度具有明显的正相关特征,储层物性主要受控于沉积微相、岩石类型、粒度以及成岩作用。水下分流河道砂体孔隙度、渗透率相对较高,河口坝席状砂次之,分流间湾较差;石英砂岩物性普遍好于岩屑石英砂岩,岩屑砂岩则相对较差;砂岩的粒度越大,储层物性越好,粗砂岩、巨-粗砂岩的物性要明显好于中-粗砂岩、粗-中砂岩、细-中砂岩。成岩作用中压实作用和胶结作用是储层物性变差的主要原因,溶蚀作用是一种对储层有利的建设性成岩作用,有利于产生大量次生孔隙,成为碎屑岩储层主要储集空间。     

定北地区盒一段致密砂岩储层“四性”关系及有效下限

针对鄂尔多斯盆地定北地区二叠系下石盒子组第一段(简称"盒一段")致密砂岩储层物性差、测井识别与评价难度大的问题,以沉积相、储层岩性等为基础,利用岩心、测井等资料对盒一段的岩性、物性、电性和含油气性(简称"四性")关系特征进行研究,在此基础上选取自然伽马、声波时差、中子等电性资料建立起泥质含量、孔隙度和含气饱和度的测井解释模型,同时,利用图版交会法确定了储层有效物性下限和电性的有效下限分别为:孔隙度为4.5%,渗透率为0.201×10~(-3)μm~2,电阻率为20Ω·m,声波时差为198μs/m,含气饱和度为50%;有效上限为:密度为2.55g/cm~3,泥质的质量分数为12%。确定了定北地区盒一段气层分类标准,认为成岩作用影响着储层发育进而影响着优质气层的规模。     

深煤层地应力对储层物性的影响

为有针对性地研究深部煤层气地应力对储层物性的影响.采用分析浅部储层物性并结合深部数据进行分析和模拟的方法,探讨了深部地应力对渗透率、孔隙度、含气性和储层压力的影响.研究结果表明:在深部,渗透率的下降并不完全符合指数函数的关系,其下降程度并没有那么快.在深部温度对于含气量的控制作用更大.温度的增加造成两种结果:在盖层封闭条件好的情况下,使生气量和游离气的含量增加,对于煤层气的产出造成积极影响;反之则对煤层气的产出造成消极影响.随着有效应力的增加,孔隙度呈逐渐下降的趋势.随着地应力的增加,在深部储层压力也相应地呈线性增加.     

乐安油田草4块Es4稠油油藏测井解释模型研究

研究区目的层段沙四段（Es₄）位处盆地边缘,地层埋藏浅（1000m左右）,储层疏松,油稠,岩石结构复杂,非均质性强、层间差异明显,测井资料解释难度较大。以取芯井分析化验、试油、试采和生产动态资料为基础,分别研究含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩、泥质粉砂岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性之间的关系,分层段建立储层孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型。应用解释模型对研究区51口井进行了二次解释,结果表明,该解释模型具有较高的精度,为地质建模和剩余油挖潜研究提供了可靠的储层参数。     

大情字井油田青一段特低渗透储层物性主控因素

为研究地质作用对特低渗透储层物性的影响,查明影响储层物性的主控因素,提高油气勘探的成功率,依托岩心观察、岩心物性分析化验和薄片鉴定等资料,选取岩性、沉积、溶蚀、胶结、构造及埋深6个影响因素,采用地质统计学和参数交会图相关分析等方法,对松辽盆地大情字井油田青一段特低渗透储层物性影响因素进行了系统研究。结果表明:青一段储层物性存在一定的差异,具有低孔-特低孔、特低渗-超低渗的特点;岩性、沉积相是影响储层物性的最重要主控因素,细砂岩较其他岩性的物性好,邻近沉积物源的井区物性较好,远离沉积物源的井区物性相对较差;溶蚀作用和胶结作用从建设性和破坏性两方面均对储层物性有较大的影响,碳酸盐、泥质胶结是导致储层孔隙度、渗透性变差的一个重要影响因素;构造作用仅在断层附近能够改善储层的渗透性能,而远离断层的井区物性几乎不受构造作用的影响;随埋深增加,储层孔隙度和渗透率降低趋势均不明显,揭示出埋深对储层物性影响较小的特征。     

鄂尔多斯盆地志丹油田西北部延长组长6—长9致密储层微观特征

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、黏土矿物X衍射、常规物性等分析测试资料,研究了鄂尔多斯盆地志丹油田西北部长6—长9致密砂岩储层的微观特征。结果表明:长6—长9砂岩储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,胶结物成分主要为方解石;储层物性总体很差,属于致密储层,但不同层位储层物性差异明显;储层孔隙类型以长石类溶孔为主,其次为残余粒间孔,孔隙结构极其复杂;成岩作用类型包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用;影响储层物性的因素主要与沉积相和成岩作用有关,不同沉积微相和粒度变化的储层物性差异明显,其中水下分流河道微相储层物性最好;压实作用是破坏储层物性的第一要素,胶结作用使储层进一步致密化,而溶蚀作用大大改善了储层物性;构造成因的裂缝对储层渗透率有显著影响,而对孔隙度影响微弱。研究成果可为志丹油田致密油藏的勘探与开发提供一定的借鉴。     

强非均质性储层渗透率精细解释

东非裂谷H油田储层非均质性强、孔渗相关性差,单一孔渗解释模型不能满足渗透率精细解释需求。为了提高渗透率解释的准度和精度,基于36.5 m岩心及399样次化验分析资料,深入研究了岩性、物性、孔隙结构和渗流能力,将储层精细划分为4种类型:粗砂岩、中砂岩、泥质砂岩和钙质砂岩;该分类能够定量表征不同类型储层孔隙结构特征和渗流能力的差异;在此基础上重建了每类储层的渗透率解释模型。研究结果表明:精细分类后的4种储层类型能够表征储层非均质性强的特征;重建后的单一储层渗透率解释模型,提高了解释准度;新钻井的试井解释进一步验证了该方法的合理性。